劉 瑾 李讓彬

（1.成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，四川 成都 610059；2.中國石化勘探分公司，四川 成都 610041）

0 引言

對于四川盆地二疊系與三疊系之間的接觸關(guān)系，至今仍沒有達(dá)成統(tǒng)一的認(rèn)識，一種觀點(diǎn)認(rèn)為二疊系和三疊系為整合接觸關(guān)系，無任何沉積間斷［1-3］，而另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為二疊系和三疊系存在沉積間斷并遭到不同程度的剝蝕［4-7］；2010年，羅冰等在四川盆地蜀南地區(qū)長興組頂部發(fā)現(xiàn)巖溶不整合［8］，2013年以來，蜀南荷包場地區(qū)針對長興組先后完成了多口鉆探井，平均測試獲日產(chǎn)量為48.57×104m3的高產(chǎn)氣流，展示出長興組古巖溶良好的勘探前景，該層系勘探潛力值得重視。目前對于四川盆地綦江地區(qū)上二疊統(tǒng)長興組巖溶儲層特征的研究相對較少，對該區(qū)長興組地質(zhì)基本特征及巖溶儲層特征暫無確切的認(rèn)識。筆者根據(jù)最近開展的野外地質(zhì)調(diào)查成果，結(jié)合鉆井、巖心等資料對綦江地區(qū)長興組巖溶儲層特征開展研究，結(jié)合鉆井解剖，進(jìn)一步分析該區(qū)長興組油氣成藏特征，以期為下一步開展綦江地區(qū)新類型儲層油氣勘探提供更加豐富的基礎(chǔ)資料。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

綦江地區(qū)位于四川盆地東南緣，構(gòu)造主體位置跨越川東弧形高陡褶皺帶和川南帚狀褶皺帶［9］。綦江地區(qū)長興組整體屬于碳酸鹽開闊臺地相沉積，主要巖性為生屑灰?guī)r和泥晶灰?guī)r（圖1）。縱向上，一般將長興組自下而上分為長一段和長二段。其中，長一段巖性以深灰色泥晶灰?guī)r、含泥灰?guī)r為主，厚度為20～55 m，整體為開闊臺地灘間亞相沉積。長二段巖性為深灰色生屑灰?guī)r、泥晶灰?guī)r，厚度為25～60 m，局部發(fā)育開闊臺地淺灘亞相沉積。長興組自然伽馬整體顯現(xiàn)高值特征，底部自然伽馬值明顯降低，下伏龍?zhí)督M自然伽馬顯現(xiàn)高值特征，曲線較為平緩。

圖1 研究區(qū)地質(zhì)概況圖

綦江地區(qū)處于瀘州古隆起北斜坡，受東吳期古地貌控制，圍繞古隆起周緣臺內(nèi)生屑灘發(fā)育。研究區(qū)開闊臺地相沉積為長興組的巖溶發(fā)育提供了物質(zhì)條件。古巖溶不整合是在地質(zhì)歷史時(shí)期、陸地大面積暴露而形成的不整合［10］。古巖溶不整合形成的條件，除了具備巖溶的物質(zhì)基礎(chǔ)，還需經(jīng)歷大規(guī)模海平面下降或構(gòu)造運(yùn)動引起的地層抬升。通過系統(tǒng)梳理對比全球多條剖面二疊紀(jì)—三疊紀(jì)界線（PTB）附近全球海平面升降事件研究進(jìn)展表明，長興末期存在較長時(shí)期的大規(guī)模海退［11］。研究區(qū)所處的上揚(yáng)子碳酸鹽巖臺地發(fā)生了大面積暴露，疊加瀘州古隆起可能形成的陸地大面積暴露［12］，形成了長興組不整合巖溶的基本地質(zhì)條件。

2 巖溶儲層特征

通過對綦江地區(qū)野外地質(zhì)調(diào)查以及長興組巖心、薄片的分析，長興組與飛仙關(guān)組為平行不整合接觸，露頭剖面及鉆井揭示長二段古巖溶發(fā)育。長興組儲層基質(zhì)物性極低，主要儲集空間為溶溝、溶縫和溶洞，為裂縫—孔洞型儲層。巖溶作用受控于地勢位置和碳酸鹽巖巖性，巖溶斜坡、淺灘亞相沉積區(qū)是巖溶型儲層發(fā)育的有利區(qū)。

2.1 長興組頂部風(fēng)化殼發(fā)育特征

近期通過開展綦江地區(qū)二疊系野外地質(zhì)調(diào)查發(fā)現(xiàn)，長興組頂部發(fā)育鋁土巖風(fēng)化殼（圖2），不同剖面點(diǎn)風(fēng)化殼特征相似，表明長興組與飛仙關(guān)組為平行不整合接觸。綦江地區(qū)長興組頂部風(fēng)化殼的發(fā)現(xiàn)表明長興晚期該區(qū)曾發(fā)生大面積暴露。沉積物（巖）不同時(shí)間的暴露有利于淡水的淋濾和古巖溶的形成［13］。長興組與飛仙關(guān)組之間的平行不整合面為長興組古巖溶的形成和發(fā)育提供了基本地質(zhì)條件。

圖2 綦江地區(qū)長興組頂部風(fēng)化殼發(fā)育特征圖

2.2 巖溶發(fā)育特征

綦江地區(qū)長興組可分為兩段，代表兩個(gè)沉積旋回，每一旋回均表現(xiàn)出底部為短暫的海進(jìn)，之后為較大規(guī)模的海退，其中長一段整體巖性為泥晶灰?guī)r與生屑灰?guī)r互層夾薄層狀泥巖，長二段整體巖性為生屑灰?guī)r夾泥晶灰?guī)r，而生屑灰?guī)r發(fā)育大量的生物體腔溶蝕孔及晶間溶孔，這為古巖溶的發(fā)育奠定了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。古巖溶發(fā)育早期，在生物體腔溶蝕孔及晶間溶孔的基礎(chǔ)上進(jìn)一步擴(kuò)溶，形成溶溝、溶縫、溶洞，也就是說在相同的外部地質(zhì)條件下，長二段比長一段更容易發(fā)育古巖溶。長興組與飛仙關(guān)組之間的平行不整合面為大氣淡水的下侵淋濾提供了先決條件，在碳酸鹽巖巖溶地區(qū)以潛水面為標(biāo)準(zhǔn)，把巖溶作用帶分為滲流帶和潛流帶，潛水面之上為滲流帶，在淡水作用下，滲流帶有大量水溶CO2，導(dǎo)致碳酸鹽流體不飽和，而不飽和碳酸鹽流體是形成古巖溶的必備條件，因此，滲流帶古巖溶最發(fā)育。潛水面之下為潛流帶，潛流帶巖溶水作水平運(yùn)動，形成水平溶洞層，古巖溶發(fā)育相對較差。

通過對南川新橋長興組進(jìn)行精細(xì)測量表明（圖3），長一段厚36.48 m，巖性為灰色中—厚層狀泥—粉晶灰?guī)r夾灰色中層狀含生屑溶孔—溶洞細(xì)—粉晶灰?guī)r，古巖溶不發(fā)育，僅在中上部細(xì)—粉晶（含）生屑灰?guī)r中見古巖溶，縱向上斷續(xù)分布，古巖溶累計(jì)厚度達(dá)11.8 m，屬于潛流帶層狀古巖溶。長二段厚29.41 m，巖性為灰色厚層狀含生屑細(xì)—粉晶溶孔—溶洞灰?guī)r，底部為灰色厚層狀含生屑含燧石團(tuán)塊溶孔細(xì)—粉晶灰?guī)r，古巖溶集中發(fā)育于距頂2.19 m以下的生屑灰?guī)r段，縱向上連續(xù)分布，古巖溶累計(jì)厚度達(dá)27.2 m，溶孔、溶洞、溶溝、溶縫均可見，其中溶孔、溶洞占比相對較高，次為溶縫，屬于滲流帶古巖溶。

圖3 南川新橋長興組剖面古巖溶特征圖

綦江地區(qū)長興組鉆井巖心亦可見大量溶溝、溶縫、溶洞，取心段發(fā)育高角度溶蝕縫、溶洞，且溶蝕空間表現(xiàn)為泥質(zhì)、方解石、碳質(zhì)充填—半充填的溶洞。例如：在LS2井取心段溶溝、溶縫發(fā)育，其中在距長興組頂部9.5 m處巖溶系統(tǒng)最為發(fā)育。該小層巖心表面見溶蝕作用疊合溶溝、溶縫形成復(fù)雜溶蝕系統(tǒng)，充填深灰色碳質(zhì)泥，見生屑定向密集排列分布。晚期構(gòu)造裂縫發(fā)育，形成網(wǎng)狀縫系統(tǒng)，方解石半充填（圖4）。鉆井揭示長興組地覆區(qū)古巖溶發(fā)育和分布特征與露頭區(qū)基本一致。

圖4 LS2井長興組巖溶垂向剖面圖

2.3 儲集特征

碳酸鹽巖儲集空間類型多樣，結(jié)合巖心、薄片資料分析認(rèn)為研究區(qū)長興組的儲集空間可見生物體腔溶蝕孔、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔、溶洞、溶縫、裂縫和溶溝。綜合露頭、鉆井及薄片觀察表明，溶洞、溶縫、溶溝和裂縫為長興組的主要儲集空間（圖5a～5f）。其中，生物體腔溶蝕孔、粒內(nèi)溶孔、晶間溶孔多發(fā)育在細(xì)—粉晶生屑灰?guī)r中，不具備形成規(guī)模儲集空間的條件（圖5g～5i）。B65井薄片顯示藻屑灰?guī)r發(fā)育粒間溶孔，但實(shí)測粒間溶孔直徑相對較小，孔隙連通性較差。巖心可見早期溶縫，被滲流粉砂充填。裂縫系統(tǒng)具有晚期構(gòu)造縫、網(wǎng)狀縫兩期縫特征，主要以晚期高角度構(gòu)造縫為主，切割早期溶縫系統(tǒng)，被方解石半充填。裂縫作為一種特殊的儲集空間類型，可以擴(kuò)充儲集空間，有效增添滲濾通道。沿裂縫發(fā)育各種類型的溶洞，晚期裂縫發(fā)育與早期巖溶縫洞疊加，構(gòu)成裂縫溶洞系統(tǒng)，成為長興組的主要儲集空間。綜上所述，研究區(qū)長興組屬于裂縫—孔洞型儲層。

圖5 綦江地區(qū)長興組巖溶儲層特征圖

為了研究該區(qū)長興組的物性特征，對研究區(qū)內(nèi)鉆井孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)開展分析統(tǒng)計(jì)：綦江地區(qū)LS2井儲層巖性以泥晶灰?guī)r、生屑灰?guī)r為主，儲集空間以溶（孔）洞和裂縫為主，薄片揭示微裂縫具有擴(kuò)溶特征，形成復(fù)雜的裂縫—孔洞系統(tǒng)。對單井物性特征進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)，距長興組頂部9.5 m處巖溶特征最為明顯，以溶溝、溶縫為主，見小型溶洞，受晚期裂縫疊加改造明顯。實(shí)測21個(gè)樣品物性孔隙度介于1.04%～1.91%，平均為1.55%，滲透率介于0.002 5～51.52 mD。實(shí)測物性數(shù)據(jù)反映出長興組儲層具有低孔隙度、低滲透率特征，僅局部發(fā)育高孔隙度、高滲透率段。

2.4 巖溶儲層發(fā)育控制因素

巖溶儲層發(fā)育因素復(fù)雜，目前尚無定論，通過資料收集及分析將研究區(qū)巖溶儲層發(fā)育的主要控制因素劃分為以下4個(gè)方面：①研究區(qū)巖心、薄片資料揭示不同巖性的巖溶作用發(fā)育程度不同，生屑灰?guī)r性脆的特點(diǎn)更有利于巖溶作用對儲層的改造。以生屑灰?guī)r、藻屑灰?guī)r為主的淺灘亞相沉積是巖溶型儲層發(fā)育的基礎(chǔ)。微地貌高地更有利于發(fā)育淺灘沉積。研究區(qū)處于瀘州古隆起北斜坡，為臺內(nèi)淺灘發(fā)育有利區(qū)，具備巖溶儲層發(fā)育較好的條件。長興組巖溶作用主要體現(xiàn)在對淺灘亞相的疊加改造，為早成巖期相控型巖溶。②露頭剖面及相關(guān)資料顯示長興祖頂部發(fā)育巖溶不整合面，不整合面的發(fā)現(xiàn)是長興組與飛仙關(guān)組不整合接觸的直接證據(jù)。據(jù)前人對碳酸鹽巖古巖溶油氣藏的研究表明［14-15］，表生巖溶往往形成優(yōu)質(zhì)的油氣儲集層，并且不整合面可以作為油氣長距離運(yùn)移的優(yōu)質(zhì)通道。長興組頂部不整合面的發(fā)育是巖溶儲層發(fā)育的關(guān)鍵。③露頭及單井分析揭示，長興組頂部滲流段巖溶作用較強(qiáng)烈，巖溶儲層主要呈厚層狀連續(xù)分布，而到長興組下部潛流帶巖溶儲層發(fā)育程度變?nèi)酰詫訝罘植紴橹?。分析認(rèn)為滲流帶控制了巖溶發(fā)育的規(guī)模，對巖溶儲層的縱向分布具有明顯的控制作用。④綦江地區(qū)長興組古巖溶發(fā)育，結(jié)合研究區(qū)巖心儲層特征，巖溶高地雖然接受剝蝕程度高，但溶洞、裂縫多被完全充填，儲層不發(fā)育。而巖溶斜坡接受溶蝕改造程度更高，儲層更為發(fā)育。

綜合分析認(rèn)為，微地貌高地是綦江地區(qū)長興組灘體發(fā)育的有利部位，淺灘亞相生屑灰?guī)r是巖溶發(fā)育的基礎(chǔ)；不整合巖溶作用是儲層形成的關(guān)鍵，滲流帶進(jìn)一步控制巖溶作用規(guī)模。淺灘亞相疊加不整合面疊加巖溶高地和巖溶斜坡是巖溶發(fā)育有利區(qū)，可以作為下一步勘探的重點(diǎn)方向。

3 油氣成藏形成

對龍?zhí)督M干酪根碳同位素、有機(jī)質(zhì)類型和總有機(jī)碳數(shù)據(jù)進(jìn)行分析認(rèn)為，綦江地區(qū)長興組天然氣成藏模式屬于“下生上儲”型，成藏條件優(yōu)越，巖溶儲層分布控制了油氣富集高產(chǎn)。

3.1 烴源巖

綦江地區(qū)長興組緊鄰二疊系、志留系生烴中心，烴源條件好，生烴強(qiáng)度大，其中，龍?zhí)督M煤系地層為其主要烴源巖。龍?zhí)督M為長興組下伏地層，與長興組呈整合接觸，主要巖性為灰黑色碳質(zhì)泥巖、煤等，泥巖厚度介于30～70 m，煤層厚度介于1～5 m。有機(jī)質(zhì)類型以腐殖型為主，實(shí)測有機(jī)碳含量平均值為4.30%，是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，為長興組油氣成藏提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 長興組天然氣成藏模式

根據(jù)天然氣分析結(jié)果，長興組天然氣δ13C與龍?zhí)督M烴源巖干酪根δ13C更接近（圖6），表明龍?zhí)督M烴源巖是長興組天然氣的主要來源，長興組屬于“下生上儲”天然氣成藏模式。

圖6 綦江地區(qū)干酪根碳同位素組成分布圖

長興組儲層上部發(fā)育嘉陵江組膏巖、雷口坡組膏巖等多套區(qū)域性蓋層，保存條件好。同時(shí)，綦江地區(qū)位于龍?zhí)督M烴源巖有利區(qū)，油氣成藏條件好。長興組高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)井與層間斷裂匹配明顯，斷裂和裂縫為長興組主要的油氣運(yùn)移通道，溝通烴源巖，從而控制了油氣富集高產(chǎn)。

4 結(jié)論

1）通過對綦江地區(qū)巖心、薄片及野外資料分析表明，長興組與飛仙關(guān)組為平行不整合接觸，研究區(qū)長二段古巖溶更發(fā)育；長興組儲層基質(zhì)物性較差，主要儲集空間為溶溝、溶縫、溶洞和裂縫，為裂縫—孔洞型儲層。

2）淺灘亞相生屑灰?guī)r是巖溶發(fā)育的基礎(chǔ)，微地貌高地是灘體發(fā)育的有利部位；不整合巖溶作用是儲層形成的關(guān)鍵，滲流帶進(jìn)一步控制巖溶作用規(guī)模。淺灘亞相疊加不整合面疊加巖溶高地和巖溶斜坡是巖溶發(fā)育有利區(qū)，可以作為長興組勘探重點(diǎn)方向。

3）綦江地區(qū)長興組成藏模式屬于“下生上儲”型，龍?zhí)督M烴源巖是長興組天然氣的主要來源，烴源巖優(yōu)質(zhì)，成藏條件優(yōu)越。長興組不整合巖溶儲層的發(fā)現(xiàn)拓展了綦江地區(qū)乃至四川盆地油氣勘探領(lǐng)域。